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近年来，作为南方电网的送端省份，在水电集中投产和省内负荷增长放缓的影响下，云南弃水问题十分突出，“十三五”前三年年均弃水电量约250亿kWh。同时，“十三五”末“十四五”初南方电网将相继投产乌东德电站送电广东广西特高压多端直流示范工程和云贵互联通道工程，西电东送主网架将发生深刻变化，运行方式复杂多变，预计未来几年云南弃水电量仍可能处于较高水平。保障清洁水电充分消纳是南方区域西电东送战略实施的重要内容，合理的水电消纳措施将提高西电东送输电效益和电网的安全稳定运行。
水电消纳涉及水电项目建设时序与规模、本地高载能产业发展、输电通道规划建设、电网安全运行等多方面，是一个非常复杂的系统性问题。文献［1］从规划建设的角度研究云贵互联通道对消纳云南富余水电的作用，文献［2-9］从电网运行、电力市场的角度分析西电东送规模和送电曲线对水电资源配置、受端电网安全稳定运行、新能源协调发展的影响，文献［10-16］从市场化和政策角度研究电力市场与电价、碳排放权、可再生能源电力配额制等激励机制来促进市场成员主动消纳可再生能源。上述文献侧重于宏观定性分析，研究角度相对单一，缺乏系统性研究。
本文基于我国第一个特高压多端直流将应用于南方区域西电东送的背景，系统性研究云南富余水电消纳措施，量化分析未来一段时间内南方区域弃水形势，提出云南富余水电消纳方向，在此基础上明确西电东送通道输电能力及裕度，基于统筹协调的原则，有针对性地提出现有通道优化利用和两广断面输电能力提升两类清洁水电消纳的措施，首次实现规划环节和调度运行环节的协调统一，进一步提高南方电网西电东送通道的利用效率和输电效益。
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“十三五”末“十四五”初，云南集中投产乌东德、白鹤滩等水电站，同时省内负荷增速放缓，导致较多富余水电需外送，富余规模2 GW～12 GW。贵州电源以煤电为主，调节能力强，但受煤炭产能和环保空间约束，剩余煤电发展空间有限，电力供应将由盈余转为亏损。广东是南方区域最大负荷中心，占整个区域负荷的六成左右，电力市场空间最大，云南富余水电优先考虑送往广东消纳。广西接受金中、乌东德送电广东广西直流送入的6 GW电力后，丰水期存在2.9 GW～5.3 GW电力盈余。各省区丰水期电力供需形势如图1所示。
Figure 1. Power supply and demand situation in Southern Region during high flow season
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目前，南方电网已形成“八交十直”+鲁西背靠背的西电东送主网架，输电能力超过49.5 GW，协议送两广规模达到44.5 GW。“十三五”末“十四五”初，乌东德送电广东广西直流投产后，西电东送输电能力超过57.5 GW，协议送两广规模达到52.5 GW。丰水期，西电东送协议外送直流基本处于满送状态。交流方面，云广断面包括鲁西背靠背和永富直流，输电能力5.9 GW（扣除网损），协议送电1.5 GW，其中有0.2 GW电力通过金中直流转送，通道输电裕度约4.6 GW；贵广断面包括金州-天二单回、独山-河池双回以及黎平-桂林双回共5回500 kV线路，通道输电能力2.95 GW，协议送电2.6 GW，其中送电广东2.0 GW、送电广西0.6 GW，通道输电裕度约0.35 GW；两广断面包括桂林-贤令山双回、贺州-罗洞双回、梧州-罗洞双回和玉林-茂名双回共8回500 kV交流线路，通道输电能力8.1 GW，协议送电5.78 GW，通道输电裕度约2.3 GW。南方电网西电东送各省（区）间交流断面情况如图2所示。
Figure 2. Diagram of West-to-East power transmission provincial(regional) intersections
由图可知，云广断面与两广断面通道裕度并不匹配，云南难以充分利用云广断面4.6 GW通道裕度将富余水电全部转送至广东消纳。针对该问题，文章提出了两类解决思路：（1）不改变现有各省（区）间断面输电能力，通过优化通道运行方式，来实现云广断面的充分利用；（2）提高两广断面输电能力，来满足云南富余水电转送广东的需求。
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广东电力缺口大、调峰能力强，可充分利用云广断面与两广断面通道裕度消纳云南富余水电。广西“十三五”末“十四五”期间存在少量电力盈余，但从接受优质电力，减少云南弃水，消纳清洁能源，实现水电资源的充分利用与优化配置角度，可在不增加广西弃水的原则下接受云南富余水电。贵州以火电为主，调峰性能好，与云南水电互补性较强，为减少云南弃水，缓解贵州电煤供应不足，应充分利用云贵互联通道和西电东送交流通道，开展水火发电权置换，丰期增送云南富余水电，贵州将丰期电煤留存枯期使用，维持黔电送粤协议规模。
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云南增送广东、广西各2.3 GW富余水电。考虑云南增送广东2.3 GW富余水电后，云广断面还有2.3 GW裕度，在不增加广西弃水的原则下，广西丰期接受云南水电。2019—2022年云南送广西最大电力2.3 GW、年送出电量39亿kWh~46亿kWh，2023年最大电力降至1.8 GW、送出电量约29亿kWh，2024年开始不具备送电能力。云南送广西的水电曲线如图3所示。
Figure 3. Curve of hydropower transmission from Yunnan to Guangxi
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受电煤供应和环保制约，贵州维持现有西电东送规模较为困难，考虑丰期交流通道不送广东。云南利用外送通道富余能力4.6 GW转送丰期盈余水电至广东，两广交流断面送电能力需达到8.2 GW（广东交流入口），现有断面送电能力基本满足要求。2019~2022年送出最大电力4.6 GW，年送出电量为6.6 TWh~8.2 TWh。2023~2025年送出最大电力逐渐减小，2025年不具备互济能力。云南送广东的水电曲线如图4所示。
Figure 4. Curve of hydropower transmission from Yunnan to Guangdong
3.1 广东、广西、贵州消纳云南富余水电能力
3.2 云南富余水电增送广东、广西措施
3.3 云南与贵州水火交流互济措施
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两广断面输电能力提升需求由其输送功率和输电能力决定的。两广断面输送功率与云电、贵电和龙滩电站送电广东容量密切相关。若贵电通过贵广断面减少送广东容量，两广断面输送功率将有所下降。相应地，丰水期云南水电通过云广断面增加送广东容量时，两广断面输送功率将升高。按照云电送粤、黔电送粤协议，计入天生桥、龙滩电站送电广东容量，扣减直流通道转送容量以及按5%扣除交流通道输电损耗，两广断面交流通道协议送电5.78 GW。若进一步利用云广断面裕度增送4.6 GW云南富余水电至广东，则两广断面输送功率将达到9.95 GW。
两广断面输电能力并不是一成不变，其大小受线路传输能力、潮流分布和广东部分500 kV变电站单相短路中开关拒动故障考核等因素的影响。目前，两广断面输电能力约8.1 GW，2020年受梧州地区负荷增长影响两广断面输电能力约7.9 GW，2021年乌东德直流广西侧投产后两广断面输电能力下降到7.2 GW。经测算，若及时实施来梧、柳桂线路温升改造，两广断面输电能力将维持8.1 GW。
因此，不考虑实施温升改造，2019~2021年两广断面输电能力提升需求分别为1.85 GW、2.05 GW、2.75 GW。实施温升改造，两广断面输电能力提升需求维持1.85 GW，如表1所示。
年份 输送功率/GW 实施温升改造 不实施温升改造 输电能力/GW 提升需求/GW 输电能力/GW 提升需求/GW 2019年 9.95 8.10 1.85 8.10 1.85 2020年 9.95 8.10 1.85 7.90 2.05 2021年 9.95 8.10 1.85 7.20 2.75 Table 1.
Increasing demand for transmission capacity of Guangdong and Guangxi section -
两广断面输电能力受来梧、柳桂线“N-1”热稳限制，而线路热稳极限主要由其载流量决定。根据摩尔根简化载流量计算公式，见式（1），导线载流量不仅与导线材料、截面、吸热系数、辐射系数、允许温度等自身特性有关，而且与环境温度、风速、日照强度等外界环境条件有关［17］。来梧、柳桂线为已有线路，导线材料、截面、吸热系数、辐射系数一定，环境温度、风速、日照强度若按规程规范要求和线路运行地区自然条件综合设定，导线允许温度的取值就成为影响载流量的主要因素，来梧、柳桂线温升改造前的基本情况如表2所示。
(（1）) 式中：I为导线载流量（A）；θ1为导线最高允许运行温度，取80 ℃；θ0为环境温度，来梧线取36 ℃，柳桂线取35 ℃；ν为风速，取0.5 m/s；D为导线外径（m）；ε为导线辐射系统，取0.9；S为斯蒂芬-包尔茨曼常数，取5.67×10-8 W/m2；α为导线吸热系数，取0.9；β为日照强度，取1 000 W/m2；k、R分别为导线温度为θ1时的交直流电阻比和直流电阻。
线路名称 导线截面/mm2 设计环温/℃ 最高允许温度/℃ 载流量/A 热稳极限/GW 来梧线 4×300 36 70 2 228 1.92 柳桂线 4×400 35 70 2 656 2.29 Table 2.
Basic situation of Laiwu, Liugui transmission line before temperature rise modification 对来梧、柳桂线实施温升改造，将导线最高允许运行温度提高到80 ℃，校核升温对导线及配套金具机械性能、对地及交叉跨越安全距离的影响，对局部地区导线弧垂对地及交叉跨越间距不满足要求的实施旧塔改造或增加新塔。温升改造后，来梧、柳桂线载流量分别达到2.689 kA、3.205 kA，热稳极限分别提高到2.32 GW、2.77 GW，提升两广断面2020年和2021年输电能力分别为0.2 GW、0.9 GW，两广断面输电能力将维持8.1 GW。
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南方电网实施异步联网工程后，稳定问题不再成为限制云电送粤输电能力的制约因素。两广断面上串补装置的功能逐步从提高系统的稳定水平转变为调控通道送电潮流。通过串补的投退，可实现对通道潮流的控制，使两广断面潮流分布更为合理，从而提高断面输电能力。经测算，串补投退措施可提升两广断面输电能力约0.4 GW。
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由4.2节可知，线路载流量的计算与外界环境条件密切相关。通过输电线路在线监测系统对导线状态（线路温度、张力、弧垂等）和环境条件（环境温度、日照、风速等）进行动态监测，在不违背现行技术规程的条件下，根据实际运行环境核算载流量，充分挖掘输电线路的隐性容量。根据相关研究，加装输电线路在线监测系统可提高线路输送容量10%~30%。
利用载流量计算公式对两广断面受限线路在不同环境温度下的输送能力进行测算，结果如表3所示。当实际环境温度低于设计环境温度6 ℃时，受限线路来梧、柳贺、桂山线输送能力提升约6.6%，提升效果较明显。
线路 允许温度/℃ 设计环境温度/36 ℃ 实际环境温度/30 ℃ 提升/% 载流量/A 输送容量/GW 载流量/A 输送容量/GW 来梧线 80 2 689 2.32 2 866 2.47 6.6 柳贺线 80 3 158 2.72 3 366 2.90 6.6 桂山线 80 3 754 3.24 4 002 3.45 6.6 Table 3.
Comparisons of circuits transmission capacity under different environmental temperatures
4.1 两广断面输电能力提升需求
4.2 温升改造措施
4.3 串补投退措施
4.4 加装输电线路在线监测系统措施
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输电效益评估主要考虑经济效益和绿色效益两方面。经济效益包括各措施实施后可新增的西电东送电量和过网费收入，绿色效益包括节省煤炭使用量、减少污染物排放、提升可再生能源电力总量配额指标等。现有通道优化利用类措施和串补投退措施无需新增投资，其增送电量和新增过网费为净收益，在排除电网运行风险的情况下优先实施。温升改造和加装在线监测系统的输电效益计算结果如表4~表5所示，两个措施的新增过网费均远高于投资费用，经济效益较好。同时，各提升措施均是增送云南富余水电到广东消纳，绿色效益显著，不仅可以节省大量燃煤、降低污染物排放，同时也能有效提升广东可再生能源电力总量配额指标。
措施 投资费用/亿元 两广断面提升/GW 年新增送电量/亿kWh 利用小时数/h 年新增过网费/亿元 单位输电价格/[元·（kWh）-1] 温升改造 0.43 0.90 26.1 2 900 2.1 0.080 2* 加装在线监测系统 0.05* 0.81* 23.5 2 900 1.9 0.080 2* Table 4.
Economic benefit assessment 措施 年新增送电量/亿kWh 节省标煤量/万t 节省原煤量/万t 减排二氧化碳量/万t 减排二氧化硫量/万t 减少碳排放当量/万t 等同造林量/万ha 广东可再生能源电力总量配额指标提升（以广东2020年全社会用电量为基准)/% 温升改造 26.1 78 109 205 0.12 56 0.56 0.35 加装在线监测系统 23.5 70 98 185 0.11 50 0.51 0.32 Table 5.
Green benefit assessment
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本文基于我国第一个特高压多端直流将应用于南方区域西电东送的背景，系统性地研究了云南富余水电消纳措施，量化分析了未来一段时间内南方区域弃水形势，提出了云南富余水电消纳方向，在此基础上明确西电东送通道输电能力及裕度，基于统筹协调的原则，有针对性地提出了现有通道优化利用和两广断面输电能力提升两类清洁水电消纳的措施，并利用经济效益和绿色效益等输电效益评估方法对其进行了实效性评估。首次实现了规划环节和调度运行环节的协调统一，进一步提高了南方电网西电东送通道的利用效率和输电效益，促进了云南清洁水电消纳，缓解了弃水压力，降低了污染物排放，提升了南方区域非化石能源消费比重。
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